Moc móc wzmóc - Handel emisjami CO2

Moc móc wzmóc
Autorzy: Stanisław Tokarski - wiceprezes zarządu Tauron Polska Energia,
Jerzy Janikowski - szef Biura Regulacji i Współpracy Międzynarodowej Taurona
("Polska Energia" - lipiec 2014)
Dotychczasowa polityka energetyczno-klimatyczna Unii Europejskiej może źle wpłynąć
na konkurencyjność gospodarki Starego Kontynentu, a oczekiwania polityków, że
wspólny rynek energii usunie ten problem są oderwane od rzeczywistości. Czy
rozwiązaniem może być jednolity europejski rynek mocy?
Zmiany w unijnej polityce energetyczno-klimatycznej, ich skala oraz częstotliwość narażają
bezpieczeństwo zasilania na coraz większe ryzyko. Problem ten jest widoczny w wielu
europejskich krajach, które samodzielnie podejmują środki zaradcze związane z decyzjami
UE. Czy w tym obszarze istnieją możliwości wspólnego działania? Czy wprowadzenie
jednolitego rynku mocy będzie receptą na obecne bolączki sektora oraz całej europejskiej
gospodarki? Pytania te były między innymi przedmiotem Polsko-Niemieckiego Szczytu
Energetycznego, który odbył się 12 czerwca w Berlinie.
Niszczące przywileje
Pakiet Klimatyczny to niewątpliwie dokument o szlachetnym przesłaniu i głębokich
pobudkach, jednak w działaniu wydaje się srogi i nie do końca sprawiedliwy. Dlaczego?
Dlatego, że daje przywileje tym, którzy produkują energię przy pomocy drogich technologii
wykorzystujących OZE. Dodatkowo powoduje – w istocie – administracyjne podnoszenie cen
uprawnień do emisji CO2. Zmusza także odbiorców końcowych do płacenia wyższych cen za
prąd. Co więcej, naraża na niepewność, albowiem preferuje odnawialne źródła energii, na
które nie zawsze można liczyć. A mimo to OZE zostały objęte różnymi systemami wsparcia i
często posiadają priorytet przyłączania do sieci elektroenergetycznej przed innymi źródłami.
Ich właściciele mają w wielu krajach zagwarantowane wysokie ceny sprzedaży
wyprodukowanej przez siebie energii. Od czasu do czasu psują rynek, zalewając go
ogromnymi ilościami energii, której cena spada wówczas do zera czy wręcz przyjmuje
wartość ujemną. Podkreślmy, że chodzi o cenę rynkową, a nie kwoty inkasowane przez
operatorów tych jednostek pochodzące z dopłat ściąganych od wszystkich odbiorców.
Taki stan rzeczy powoduje, że produkcja energii w elektrowniach konwencjonalnych
przestaje być opłacalna. Bo tutaj dotacji już nie ma. Co gorsza, koszty wytwarzania w
elektrowniach cieplnych rosną, bo obowiązkowo trzeba kupować uprawnienia do emisji CO2.
Utrzymywanie takich elektrowni traci sens ekonomiczny, ale z drugiej strony są one
potrzebne, by zagwarantować odpowiednią ilość mocy niezbędnej do bezpiecznego
funkcjonowania systemu elektroenergetycznego. Sprawę komplikują dodatkowo ostre
wymagania środowiskowe, prowadzące do wyłączania takich obiektów.
Hamulce inwestycyjne
Inwestorzy z branży energetycznej są więc w kropce. Blokuje ich nie tylko niejasna
perspektywa unijnej polityki klimatycznej, ale też polityczne ingerencje w rynek i ręczne
sterowanie handlem uprawnieniami do emisji, czego przejawem jest backloading i MSR
(Market Stability Reserve – rynkowa rezerwa stabilizacyjna). Ryzyko inwestycyjne jest tak
wielkie, że właściwie przekreśla nowe projekty oparte na paliwach kopalnych. Inne czynniki
hamujące inwestycje? Niskie ceny hurtowe energii, które praktycznie wykluczają rozwój
energetyki jądrowej. Nadto – wysoki koszt kapitału oraz ryzyka regulacyjne. Te okoliczności
skutecznie niweczą plany tych, którzy chcieliby postawić blok atomowy czy wysokosprawną
jednostkę węglową.
Efekt? Deficyt mocy. Grożący zachwianiem bezpieczeństwa dostaw energii. Tego niedoboru
nie da się w prosty sposób pokryć importem. Oczekiwania polityków, że problem rozwiąże
się sam wyłącznie dzięki wprowadzeniu wspólnego unijnego rynku energii są oderwane od
rzeczywistości. Tutaj potrzebna jest odpowiednia wielkość stabilnych mocy wytwórczych
oraz możliwość realizowania z nich dostaw energii wtedy, gdy będą one potrzebne i na
poziomie, jaki będzie wymagany. Obecne warunki rynkowe i regulacyjne powodują, że w
Unii Europejskiej inwestycje w stabilne jednostki wytwórcze to rzadkość. Skąd więc importować energię? I co zrobić, by import prowadził nie tylko do obniżania kosztów pozyskiwania
energii i wyrównywania cen pomiędzy krajami, ale także gwarantował bezpieczeństwo
dostaw, co dzisiaj jest nierealne?
Szanse na konkurencyjność
Wydaje się, że dotychczasowa unijna polityka energetyczno-klimatyczna, skutkująca
wysokimi cenami, może mieć katastrofalne konsekwencje dla unijnej gospodarki. Z tego
powodu europejski przemysł, w pierwszej kolejności przemysł energochłonny, zaczyna
przegrywać konkurencję na globalnym rynku. Firmy rozwiązują ten problem, wyprowadzając
produkcję poza UE, czego przykładem może być koncern chemiczny BASF, który przeniósł
się do Stanów Zjednoczonych. Zjawisko jest coraz bardziej dostrzegalne i nawet unijni
komisarze zaczynają mówić o konieczności reindustrializacji Europy.
Aby jednak w ogóle myśleć o wspólnotowym przemyśle, należy zapewnić mu stabilne
dostawy energii po akceptowalnej cenie, co stworzy szansę skutecznej konkurencji na
światowym rynku. To jeden z podstawowych warunków rozwoju unijnej gospodarki, której
potrzebne jest także – powtórzmy – bezpieczeństwo energetyczne i utrzymanie niezbędnego
poziomu stabilnych mocy wytwórczych, bez których przemysł nie będzie dobrze
funkcjonować.
Rynek mocy i nadzieje
W Polsce zakończył się właśnie pierwszy etap prac nad stworzeniem rynku mocy, który
mógłby rozwiązać sporą część opisanych tu problemów. Był to jeden z tematów
Polsko-Niemieckiego Szczytu Energetycznego w Berlinie. Wzięli w nim udział szefowie
najważniejszych spółek sektorów energetycznego i chemiczno-paliwowego oraz wysokiego
szczebla politycy obu krajów.
Niemieccy partnerzy zastanawiają się, czy sam rynek mocy nie jest już systemem wsparcia.
Nie chodzi jednak o wspieranie konkretnych technologii, ale o wyodrębnienie dwóch rynków:
rynku energii i opłat za towar w postaci energii oraz rynku mocy i opłat za towar będący
zagwarantowaniem możliwości bezpiecznych, nieprzerwanych dostaw energii. Pieniądze za
energię, według tej koncepcji, dostanie ten, kto ją najtaniej wyprodukuje, natomiast za moc –
ten, kto będzie w stanie zagwarantować rzeczywistą dostępność mocy.
Istnieją różne mechanizmy mocowe, które można by zaimplementować w Polsce. Kontrakty
różnicowe, płatności za nowe moce, zdecentralizowany rynek mocy – rynek terminowy,
rynek mocy scentralizowany opierający się na opcjach na niezawodność, płatności mocowe,
płatności za rezerwę mocy, rynek rezerwy mocy.
Instrumenty te byłyby stosowane w zależności od perspektywy czasowej. Pierwsze dwie
propozycje dotyczą długich terminów, ostatnia – rynek rezerw mocy – ma charakter
krótkoterminowy. Pozostałe mogą być wykorzystywane w okresach średnich.
Niemcy, gdzie koncerny energetyczne odnotowały w ubiegłym roku ujemne wyniki
finansowe, a niebawem będą zamykać elektrownie atomowe, muszą rozwiązać problem
bezpieczeństwa dostaw energii i wydają się skłonne do poparcia rynku mocy. W ich ocenie
musiałby mieć on wymiar nie narodowy, ale europejski, a najrozsądniej byłoby rozwijać go w
oparciu o bliską współpracę regionalną sąsiadujących ze sobą krajów. Czy zatem drugi etap
prac nad wprowadzeniem w Polsce rynku mocy mógłby stać się zalążkiem
wypracowywanego wspólnie z Niemcami jednolitego europejskiego rynku mocy?
Prace nad rynkami mocy trwają w kilku krajach Unii Europejskiej, a ich rzeczywiste
uruchomienie wydaje się tylko kwestią czasu. Im szybciej do tego dojdzie, tym lepiej dla
stabilności systemów elektroenergetycznych oraz gospodarek krajów członkowskich. Dopiero
wówczas będzie można mówić o nowych inwestycjach i odpowiednich warunkach dla
funkcjonowania przemysłu.
Sądzimy, że dobrze byłoby w tej sprawie usłyszeć polsko-niemiecki głos.